致密砂巖孔隙內(nèi)水的賦存特征及其對氣體滲流的影響——以松遼盆地長嶺氣田登婁庫組氣藏為例

朱華銀 徐 軒 高 巖 胡 勇 安來志 郭長敏

1.中國石油天然氣集團公司天然氣成藏與開發(fā)重點實驗室2.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院 3.中國石油北京油氣調(diào)控中心

致密砂巖儲層巖石孔隙結構復雜，孔喉細小，孔隙內(nèi)水的賦存狀態(tài)和可動性難以確定，氣水滲流機理認識難度大，影響氣井的產(chǎn)能確定和生產(chǎn)動態(tài)預測［1－9］。筆者以長嶺氣田登婁庫組氣藏為例，通過對致密砂巖孔隙結構特征、水的賦存特征及氣水滲流特征等開展實驗研究，從滲流機理上分析了影響低滲致密砂巖氣藏開發(fā)的主控因素，為該類氣藏合理開發(fā)技術政策的制定提供依據(jù)。

1 登婁庫組氣藏儲層特征

長嶺氣田位于松遼盆地南部長嶺斷陷中部隆起帶，儲層下白堊統(tǒng)登婁庫組主要為淺水三角洲平原分流河道沉積形成的一套砂泥巖，氣層巖性主要是細砂巖和粉細砂巖。砂巖成分比較單一，砂巖的礦物成熟度和成分成熟度均較低，石英含量一般在35%～40%，長石含量介于20%～30%，巖屑含量介于30%～40%，巖屑成分主要為火山巖，顆粒分選中等—較好，磨圓度一般為次圓狀，結構成熟度中等，巖石類型綜合定名為長石巖屑砂巖［10－11］。

登婁庫組氣藏各井巖心分析孔隙度在2%～7%之間，常規(guī)滲透率分布在0.01～0.3mD之間，孔隙度大于4%的樣品巖性均以細砂巖為主，整體上屬于致密砂巖。由于儲層巖性致密，孔隙度較低，孔喉半徑小，毛細管壓力大，氣水分異較難，造成儲層束縛水飽和度相對較高，形成了登婁庫組儲層氣藏含氣飽和度相對低、構造范圍內(nèi)普遍含氣的基本特征。氣藏為多層含氣、疊置分布，沒有邊底水和明顯的氣藏邊界，局部可能存在原生地層水，含水飽和度介于32%～54%，平均為43%。

2 孔隙結構與氣水賦存特征

登婁庫組儲層巖石以次生溶蝕孔隙為主，儲集空間類型主要有殘余粒間孔、粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔和膠結物溶孔等，粒間溶孔是登婁庫組最主要的儲集空間類型，占孔隙總量的48%左右，其次為殘余粒間孔和粒內(nèi)溶孔，各約占20%和4.5%［10－11］，裂縫不發(fā)育，這就決定了低孔低滲是其主要的物性特征。

壓汞實驗表明，巖樣排驅(qū)壓力高，在0.778～19.975MPa之間，平均為4.357MPa，對應最大喉道半徑小，在0.037～0.945μm之間，平均為0.457μm；孔喉均值系數(shù)較大，在11.553～16.172之間，總孔隙喉道半徑的平均值較小，窄喉道在整個孔隙喉道中占優(yōu)勢；分選系數(shù)較大，在0.727～2.241之間，孔隙大小不均勻，分布不集中，孔隙分選性差。

經(jīng)過成藏作用后，巖石孔隙中各類孔、喉中均有水的賦存，其賦存狀態(tài)受控于孔喉大小、形狀以及巖石表面物理性質(zhì)等［12］，對于氣藏儲層來說，一般在細小孔喉處賦存的水較多。通過巖樣飽和水后進行氣驅(qū)水和核磁共振實驗，分析了登婁庫組巖石中水的賦存特征。巖樣含水飽和度為100%時測試的核磁共振T2譜曲線反映的是孔隙內(nèi)全部水體積，曲線下包面積代表了巖樣的全部孔隙體積。在不同壓差氣驅(qū)水后（氣驅(qū)水過程的驅(qū)替壓差由小到大逐步增加），巖樣達到不同含水飽和度，隨著氣驅(qū)壓差的增大，巖樣含水飽和度降低，T2譜曲線下降（圖1），相鄰T2譜曲線之間的面積代表了兩條曲線對應驅(qū)替壓力變化所引起的可動流體變化量，因此由相鄰T2譜曲線之間的面積分布及大小可看出可動水來自哪些孔隙及總量多少［13］。

圖1 巖樣不同壓差氣驅(qū)水后的T2譜曲線圖

圖2 驅(qū)替壓差與驅(qū)出水量關系圖

圖2是不同物性巖樣的實驗結果，由于巖樣初始狀態(tài)為完全含水，含水飽和度在氣驅(qū)壓力起始點下降較大（累計驅(qū)出水量大），隨著氣驅(qū)壓力增加，含水飽和度下降幅度減小。不同壓差氣驅(qū)后含水飽和度下降幅度受孔隙度影響大，孔隙度大的巖樣含水飽和度最終下降幅度一般較大，而孔隙度相近的巖樣，滲透率小的飽和度最終下降幅度則小。

巖石孔隙內(nèi)含水飽和度的變化可分為兩個部分：一部分是大孔隙中的可動水，這部分水在較小的氣驅(qū)壓力下就能被驅(qū)出；另一部分是小孔隙中的殘余水和大孔隙表面的水膜，這部分水在氣驅(qū)壓力較低時不易被驅(qū)出，但隨著氣驅(qū)壓力增大到一定程度后，氣流將帶動部分水流動，且這部分水逐漸成為可動水的主要來源。所以，當氣驅(qū)壓力大于臨界驅(qū)動壓力時，不僅是較大孔隙中的水將大多數(shù)被驅(qū)出，而且隨著氣驅(qū)壓力增加，較小孔隙內(nèi)的部分水也將被驅(qū)替出來，孔隙壁附著的水膜逐漸變薄。因此，對于致密砂巖氣藏，儲層巖石孔隙中殘余水飽和度不僅與巖石孔隙結構和物性相關，還與其中的氣體流動有關，隨滲流壓差增大，氣體流速增加，孔隙內(nèi)殘余水減少。

3 氣水滲流實驗分析

3.1 不同含水條件下的氣體滲流特征

前人研究表明［14－16］，致密砂巖中由于復雜的孔隙結構，氣體滲流存在非達西特征。筆者通過氣驅(qū)水實驗分析表明，當驅(qū)替壓差較小時，氣體不能驅(qū)動水形成流動，只有當驅(qū)替壓差大于某一臨界值，足以克服水鎖產(chǎn)生的毛細管阻力才能發(fā)生流動，這在滲流曲線上表現(xiàn)為啟動壓差。對同一巖樣，其含水飽和度越高，氣體開始流動所需的驅(qū)動壓差越大，氣體開始流動后，驅(qū)替壓差越大流量越大；巖樣含水飽和度越低，相同驅(qū)替壓差下流量越大。但是，壓差增大滲透率不一定變大，當巖樣含水飽和度較高時，隨著驅(qū)替壓差的增大（平均壓力倒數(shù)減?。?，氣體滲透率有的增加，有的減?。划攷r樣含水飽和度較低時，隨著驅(qū)替壓差的增大（平均壓力倒數(shù)減小），氣體滲透率普遍呈先降低后增加的特點，這是因為前期主要受滑脫效應的影響，而后期，當平均壓力倒數(shù)低于一定程度后（即驅(qū)替壓差大于一定值后），這時氣體帶動部分孔隙中的水流動，或使孔隙壁的水膜變薄，氣體滲流通道增加。因此氣體滲透率開始增加（圖3）。含水飽和度越高，這種水的可動性對氣體滲流的影響越明顯。

分析每塊巖樣的滲流曲線發(fā)現(xiàn)，當含水飽和度大于40%～50%時，毛細管阻力占主導地位，而滑脫效應的影響相對較小，反映為滲透率隨驅(qū)替壓差的增大而增大。當含水飽和度較低時（40%以下），水主要占據(jù)小孔隙和大孔隙表面，氣體在相對大孔隙中流動較為通暢，此時滲透率隨著驅(qū)替壓差的增大而減小，滑脫效應占主導地位。

圖3 不同含水飽和度下測試的氣體滲透率與壓力關系圖

3.2 啟動壓力梯度特征

巖石孔隙介質(zhì)中，由于氣水潤濕性的差異和毛細管壓力的作用，水優(yōu)先占據(jù)小孔喉和孔隙壁面，并且由于氣體的易壓縮性，其在含水的孔隙中流動時，首先選擇大的孔隙，隨著流動壓差的增大，逐漸驅(qū)動小一些吼道的水或使孔隙壁面的水膜變薄，在未形成連續(xù)氣流的孔喉處氣體前沿呈跳躍式前行，且容易被水卡斷［17］，這就是氣體在含水孔隙介質(zhì)中流動存在啟動壓力梯度的微觀機理。表現(xiàn)在滲流曲線上，流量與壓差并不呈線性關系，通過數(shù)據(jù)擬合可以求出不同含水飽和度時的啟動壓力，除以巖樣長度即為啟動壓力梯度，將全部巖樣的實驗數(shù)據(jù)繪于同一圖上（圖4），發(fā)現(xiàn)啟動壓力梯度隨含水飽和度增大而增大，且?guī)r樣滲透率越小，這種趨勢越明顯，當含水飽和度大于50%以后，啟動壓力梯度明顯增大。進一步通過數(shù)據(jù)分析發(fā)現(xiàn)，啟動壓力梯度與含水飽和度和滲透率的比值（Sw／K）具有很好的相關性（圖5），呈以下的指數(shù)函數(shù)關系：

圖4 不同含水飽和度下的啟動壓力梯度圖

圖5 啟動壓力梯度與Sw／K的關系圖

式中λ為啟動壓力梯度，MPa／cm；Sw為含水飽和度；K為巖石滲透率，mD。

當Sw／K 小于1 000mD－1時，啟動壓力梯度較低，當Sw／K 大于1 000mD－1以后，啟動壓力梯度顯著增大。因此，對致密氣藏來說，由于K值小，在較低的含水飽和度時就可能存在較大的啟動壓力梯度，使致密氣藏在開發(fā)過程中需要建立較大的壓差生產(chǎn)，克服由毛細管壓力產(chǎn)生的氣體滲流阻力，儲層含水越高，氣體滲流能力越差，氣藏開發(fā)越困難。

4 結論

1）致密砂巖孔隙內(nèi)水的流動性差，儲層條件下的殘余水飽和度不僅與巖石孔隙結構和物性相關，還與其中的氣體流動有關，隨滲流壓差增大，孔隙內(nèi)殘余水減少。

2）氣體在含水巖石孔隙中流動受毛細管壓力和滑脫效應影響存在非達西滲流特征，孔隙含水飽和度在40%～50%時，毛細管阻力占主導地位，滲透率隨驅(qū)替壓差的增大而增大；含水飽和度較低時，滑脫效應占主導地位，滲透率隨著驅(qū)替壓差的增大而減小。

3）受毛細管壓力的影響，氣體在含水孔隙中滲流存在啟動壓力梯度，其大小與巖石含水飽和度和滲透率密切相關。登婁庫組儲層Sw／K值大于1 000 mD－1以后，啟動壓力顯著增大。

［1］王念喜，王香增，張麗霞，等.基于滲流特征的低滲透致密砂巖氣藏氣井生產(chǎn)規(guī)律［J］.天然氣工業(yè)，2009，29（4）：82－85.WANG Nianxi，WANG Xiangzeng，ZHANG Lixia，et al.Production law based on percolation for a gas well in tight sandstone gas reservoirs with low permeability［J］.Natural Gas Industry，2009，29（4）：82－85.

［2］黃小瓊，張連進，鄭偉，等.安岳地區(qū)上三疊統(tǒng)須二上亞段致密砂巖氣藏氣井產(chǎn)能控制因素［J］.天然氣工業(yè)，2012，32（3）：65－69.HUANG Xiaoqiong，ZHANG Lianjin，ZHENG Wei，et al.Controlling factors of gas well deliverability in the tight sand gas reservoirs of the upper submember of the second member of the Upper Triassic Xujiahe Formation in the Anyue area，Sichuan Basin［J］.Natural Gas Industry，2012，32（3）：65－69.

［3］李前貴，康毅力，羅平亞.致密砂巖氣藏多尺度效應及生產(chǎn)機理［J］.天然氣工業(yè)，2006，26（2）：111－113.LI Qiangui，KANG Yili，LUO Pingya.Multi scale effect in tight sandstone gas reservoir and production mechanism［J］.Natural Gas Industry，2006，26（2）：111－113.

［4］謝偉.長嶺氣田氣井動態(tài)分析評價研究［D］.大慶：東北石油大學，2013.XIE Wei.Evaluation and research on well performance analysis with Changling Gas Field［D］.Daqing：Northeast Petroleum University，2013.

［5］李熙喆，萬玉金，陸家亮，等.復雜氣藏開發(fā)技術［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2010.LI Xizhe，WAN Yujin，LU Jialiang，et al.Development technology of complex gas reservoir［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2010.

［6］郭平，張茂林，黃全華，等.低滲透致密砂巖氣藏開發(fā)機理研究［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2009.GUO Ping，ZHANG Maolin，HUANG Quanhua，et al.Development mechanism research of low permeability sandstone reservoirs［M］.Beijing：Petroleum Industry Press，2009.

［7］郭平，景莎莎，彭彩珍，等.氣藏提高采收率技術及其對策［J］.天然氣工業(yè)，2014，34（2）：48－55.GUO Ping，JING Shasha，PENG Caizhen，et al.Technology and countermeasures for gas recovery enhancement［J］.Natural Gas Industry，2014，34（2）：48－55.

［8］黃全華，方濤.低滲透產(chǎn)水氣藏單井控制儲量的計算及產(chǎn)水對儲量的影響［J］.天然氣工業(yè)，2013，33（3）：33－36.HUANG Quanhua，F(xiàn)ANG Tao.Single well controlled reserves calculation for low permeability water－producing gas reservoirs and implications of the involvement of water production［J］.Natural Gas Industry，2013，33（3）：33－36.

［9］邱先強，李治平，劉銀山，等.致密氣藏水平井產(chǎn)量預測及影響因素分析［J］.西南石油大學學報：自然科學版，2013，35（2）：141－145.QIU Xianqiang，LI Zhiping，LIU Yinshan，et al.Analysis of productivity equation and influence factors of horizontal wells in tight sand gas reservoir［J］.Journal of Southwest Petroleum University：Science ＆ Technology Edition，2013，35（2）：141－145.

［10］王鍵，賈愛林，魏鐵軍，等.長嶺氣田登婁庫組低滲砂巖儲層控制因素分析［J］.天然氣地球科學，2011，22（5）：827－833.WANG Jian，JIA Ailin，WEI Tiejun，et al.Controlling factors of low permeability sandstone reservoirs in Denglouku Formation of Changling Gas Field［J］.Natural Gas Geoscience，2011，22（5）：827－833.

［11］艾寧，張春生，唐勇，等.長嶺1號氣田登婁庫組儲層成巖作用及儲集空間類型［J］.新疆石油天然氣，2008，4（2）：34－37.AI Ning，ZHANG Chunsheng，TANG Yong，et al.Research on diagenesis and reservoir characteristic of Denglouku Group in Changling First Gasfield［J］.Xinjiang Oil＆ Gas，2008，4（2）：34－37.

［12］王瑞飛，陳明強.特低滲透砂巖儲層可動流體賦存特征及影響因素［J］.石油學報，2008，29（4）：558－561.WANG Ruifei，CHEN Mingqiang.Characteristics and influencing factors of movable fluid in ultra－low permeability sandstone reservoir［J］.Acta Petrolei Sinica，2008，29（4）：558－561.

［13］劉凡，姜漢橋，張賢松，等.基于核磁共振的水平井開發(fā)孔隙動用機理研究［J］.西南石油大學學報：自然科學版，2013，35（6）：99－103.LIU Fan，JIANG Hanqiao，ZHANG Xiansong，et al.Study on the mechanism of horizontal well development based on NMR［J］.Journal of Southwest Petroleum University：Science ＆ Technology Edition，2013，35（6）：99－103.

［14］楊建，康毅力，李前貴，等.致密砂巖氣藏微觀結構及滲流特征［J］.力學進展，2008，38（2）：229－236.YANG Jian，KANG Yili，LI Qiangui，et al.Characters of micro－structure and percolation in tight sandstone gas reservoir［J］.Advances in Mechanics，2008，38（2）：229－236.

［15］楊朝蓬，高樹生，劉廣道，等.致密砂巖氣藏滲流機理研究現(xiàn)狀及展望［J］.科學技術與工程，2012，12（32）：8606－8613.YANG Zhaopeng，GAO Shusheng，LIU Guangdao，et al.The research status and progress on percolation mechanism of tight gas reservoir［J］.Science Technology and Engineering，2012，12（32）：8606－8613.

［16］李中超，李閩，蔣雨江.確定低滲巖芯氣體啟動壓力梯度的一種新方法［J］.西南石油大學學報：自然科學版，2013，35（3）：105－110.LI Zhongchao，LI Min，JIANG Yujiang.A new method for determining gas threshold pressure gradients in lowpermeability rock［J］.Journal of Southwest Petroleum U－niversity：Science ＆ Technology Edition，2013，35（3）：105－110.

［17］朱華銀，周娟，萬玉金，等.多孔介質(zhì)中氣水滲流的微觀機理研究［J］.石油實驗地質(zhì)，2004，26（6）：571－573.ZHU Huayin，ZHOU Juan，WAN Yujin，et al.Microscopic mechanism study of gas－water flow in porous media［J］.Petroleum Geology ＆ Experiment，2004，26（6）：571－573.